(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
有効電力及び無効電力を発生して連系点に出力する電力発生部と、
連系点電圧を検出する電圧検出部と、
前記連系点に出力される電力を第１所定の発電量まで下げる指示を生成する出力電力指示生成部と、
定格電力または最大電力時の第１連系点電圧に対する前記第１所定の発電量時の第２連系点電圧の差分である第１電圧変動値と、任意時刻の第３連系点電圧に対する前記第１所定の発電量時の第４連系点電圧の差分である第２電圧変動値と、第２所定の力率に相当する前記無効電力とに基づき前記電力発生部を制御する制御部と、
を備えることを特徴とする分散型電源。
【請求項２】
前記制御部は、
前記任意時刻の第３連系点電圧を取得し、前記任意時刻の発電電力から前記第１所定の発電量まで下げ、前記第１所定の発電量時の第４連系点電圧を取得し、前記第３連系点電圧に対する前記第４連系点電圧の差分を算出することで前記第２電圧変動値を算出する
ことを特徴とする請求項１に記載の分散型電源。
【請求項３】
前記制御部は、
前記定格電力または最大電力時の第１連系点電圧を取得し、前記定格電力または最大電力から前記第１所定の発電量まで下げ、前記第１所定の発電量時の第２連系点電圧を取得し、前記第１連系点電圧に対する前記第２連系点電圧の差分を算出することで前記第１電圧変動値を算出する
ことを特徴とする請求項２に記載の分散型電源。
【請求項４】
前記制御部は、
予め定められている前記定格電力または最大電力と、前記任意時刻の発電電力と、前記第３連系点電圧と、前記第４連系点電圧とを用いて前記第１電圧変動値を推定する
ことを特徴とする請求項２に記載の分散型電源。
【請求項５】
前記第２電圧変動値の算出を行う頻度が前記第４連系点電圧を取得する頻度より多く且つ前記第４連系点電圧を取得する頻度が前記第１電圧変動値の算出を行う頻度より多い
ことを特徴とする請求項３または請求項４に記載の分散型電源。
【請求項６】
前記制御部は、
前記第２電圧変動値が０より大きく且つ前記第２電圧変動値が前記第１電圧変動値未満の範囲の場合、前記有効電力と前記第２所定の力率と前記第１連系点電圧と前記第２連系点電圧と前記第３連系点電圧および前記第４連系点電圧に基づく無効電力を生成して前記電力発生部を制御し、
前記第２電圧変動値が前記第１電圧変動値より大きい場合、前記有効電力と前記第２所定の力率とに基づく無効電力を生成して前記電力発生部を制御し、
前記第２電圧変動値が０未満の場合、０の無効電力を生成して前記電力発生部を制御する
ことを特徴とする請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の分散型電源。
【請求項７】
前記制御部は、
前記第２電圧変動値が０より大きく且つ前記第２電圧変動値が前記第１電圧変動値未満の範囲の場合、前記有効電力ＰＧと前記第２所定の力率に基づくｔａｎφと前記第１連系点電圧Ｖｍと前記第２連系点電圧Ｖ０ｍと前記第３連系点電圧Ｖおよび前記第４連系点電圧Ｖ０からなる関係式ＰＧ×（ｔａｎφ）×（Ｖ−Ｖ０）／（Ｖｍ−Ｖ０ｍ）に基づく無効電力を生成して前記電力発生部を制御し、
前記第２電圧変動値が前記第１電圧変動値より大きい場合、前記有効電力ＰＧと前記第２所定の力率に基づくｔａｎφからなる関係式ＰＧ×（ｔａｎφ）とに基づく無効電力を生成して前記電力発生部を制御し、
前記第２電圧変動値が０未満の場合、０の無効電力を生成して前記電力発生部を制御する
ことを特徴とする請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の分散型電源。
【請求項８】
前記制御部は、
前記第２電圧変動値の絶対値が第３所定の範囲になるまで制御を行うか、あるいは、前記無効電力が発電出力の前記第２所定の力率に基づく値になるまで制御を行う
ことを特徴とする請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の分散型電源。
【請求項９】
前記第３所定の範囲は、前記電圧検出部の電圧測定の精度、あるいは、電流測定の精度に基づく
ことを特徴とする請求項８に記載の分散型電源。
【請求項１０】
前記制御部は、
前記電力系統の系統インピーダンスを推定し、前記有効電力、前記系統インピーダンス推定値の抵抗分とリアクタンス分との比、前記系統インピーダンス推定値の抵抗分とリアクタンス分との前記比に関する所定の２値ＲＢＸＬ、ＲＢＸＨ（ただし、ＲＢＸＬはＲＢＸＨより小さい）及び前記第２所定の力率に基づいた第１無効電力ＱＧＲＸと、
前記有効電力、前記電力系統の系統インピーダンス推定値、前記系統インピーダンスに関する所定の２値ＺＬ、ＺＨ（ただし、ＺＬはＺＨより小さい）及び力率に基づいた第２無効電力ＱＧＺと、
前記連系点電圧、前記有効電力、前記連系点電圧に関する所定の２値ＶＬ、ＶＨ（ただし、ＶＬはＶＨより小さい）及び前記第２所定の力率に基づいた第３無効電力ＱＧＶと、
前記連系点電圧、前記有効電力、前記定格電力または最大電力、前記第１連系点電圧、前記第２連系点電圧、前記第３連系点電圧、前記第４連系点電圧、及び前記第２所定の力率に基づいた第４無効電力ＱＧΔＶと、
前記第１無効電力ＱＧＲＸに対する重み付け係数Ｋ１と、
前記第２無効電力ＱＧＺに対する重み付け係数Ｋ２と、
前記第３無効電力ＱＧＶに対する重み付け係数Ｋ３と、
前記第４無効電力ＱＧΔＶに対する重み付け係数Ｋ４と、
に基づく前記無効電力を用いて制御する
ことを特徴とする請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の分散型電源。
【請求項１１】
複数の分散型電源と高圧線と低圧線との少なくとも１つに接続されている分散型電源において、
前記制御部は、
少なくとも前記高圧線または低圧線の架空送電線路の累積長さである亘長か、前記分散型電源を含む系統構成の変更頻度か、連系前の常時の系統電圧の上限電圧値に対する余裕度かのいずれか１つに基づいて前記重み付け係数Ｋ１、前記重み付け係数Ｋ２、前記重み付け係数Ｋ３、前記重み付け係数Ｋ４の各重み付けを決定する
ことを特徴とする請求項１０に記載の分散型電源。
【請求項１２】
前記制御部は、
前記電力系統の系統インピーダンスＺを推定し、前記有効電力ＰＧ、前記系統インピーダンス推定値Ｚの抵抗分Ｒとリアクタンス分Ｘとの比Ｒ／Ｘ、前記比Ｒ／Ｘに関する所定の２値ＲＢＸＬ、ＲＢＸＨ（ただし、ＲＢＸＬはＲＢＸＨより小さい）及び前記第２所定の力率ｃｏｓφからなる関係式（６）に基づいた第１無効電力ＱＧＲＸと、
前記有効電力ＰＧ、前記電力系統の系統インピーダンス推定値Ｚ、前記系統インピーダンスに関する所定の２値ＺＬ、ＺＨ（ただし、ＺＬはＺＨより小さい）及び前記第２所定の力率ｃｏｓφからなる関係式（７）に基づいた第２無効電力ＱＧＺと、
前記連系点電圧Ｖ、前記有効電力ＰＧ、前記連系点電圧に関する所定の２値ＶＬ、ＶＨ（ただし、ＶＬはＶＨより小さい）及び前記第２所定の力率ｃｏｓφからなる関係式（８）に基づいた第３無効電力ＱＧＶと、
前記連系点電圧Ｖ、前記有効電力ＰＧ、前記定格電力または最大電力Ｐｍ、前記第１連系点電圧Ｖｍ、前記第２連系点電圧Ｖ０ｍ、前記第３連系点電圧Ｖ、前記第４連系点電圧Ｖ０、及び前記第２所定の力率ｃｏｓφからなる関係式（９）に基づいた第４無効電力ＱＧΔＶと、
前記第１無効電力ＱＧＲＸに対する重み付け係数Ｋ１と、
前記第２無効電力ＱＧＺに対する重み付け係数Ｋ２と、
前記第３無効電力ＱＧＶに対する重み付け係数Ｋ３と、
前記第４無効電力ＱＧΔＶに対する重み付け係数Ｋ４と、
に基づく前記無効電力を用いて制御する
ことを特徴とする請求項１から請求項５、請求項１１のいずれか１項に記載の分散型電源。
【数１】
0005556289.tif 000012
【請求項１３】
分散型電源の分散型電源制御方法において、
電力発生部が、有効電力及び無効電力を発生して連系点に出力する電力発生工程と、
電圧検出部が、連系点電圧を検出する電圧検出工程と、
出力電力指示生成部が、前記連系点に出力される電力を第１所定の発電量まで下げる指示を生成する出力電力指示生成工程と、
制御部が、定格電力または最大電力時の第１連系点電圧に対する前記第１所定の発電量時の第２連系点電圧の差分である第１電圧変動値と、任意時刻の第３連系点電圧に対する前記第１所定の発電量時の第４連系点電圧の差分である第２電圧変動値と、第２所定の力率に相当する前記無効電力とに基づき前記電力発生部を制御する制御工程と、
を備えることを特徴とする分散型電源制御方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、分散型電源、分散型電源制御方法に関し、特に、連系点電圧を制御する分散型電源および分散型電源制御方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、風力発電装置や太陽電池等の分散型電源が既存の配電系統と連系して需要家に電力を供給することが行われている。そして、このような分散型電源を電力系統に連系する場合の技術要件のうち、電圧、周波数等の電力品質を確保していくために必要な事項が、経済産業省から「電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン」として、策定されている（例えば、非特許文献１参照）。
【０００３】
分散型電源とは、その発電形態、規模、設置者を問わず、需要場所の近くに設置される発電設備のことを指す。例えば、自然エネルギーを利用した太陽光発電設備、風力発電設備などや、燃料を利用したエンジン発電システムやガスタービン発電システム、燃料電池、廃棄物発電設備、バイオマス発電設備などが挙げられる。また、これらのみならず、鉛蓄電池、ナトリウム硫黄電池（ＮＡＳ電池）、フライホイール、超電導エネルギー貯蔵装置（ＳＭＥＳ）などの電力やエネルギーを貯蔵し放出するものなども分散型電源の概念に含まれる。
【０００４】
一方、電気事業者には、供給する電気の電圧が電気事業法及び経済産業省令によって維持すべき値として規定されており、上記ガイドラインでは、低圧需要家の電圧を適正値に維持するための対策として、分散型電源からの逆潮流により低圧需要家の電圧が適正値を逸脱して上昇するおそれがあるときは、分散型電源の無効電力制御機能または出力制御機能により自動的に電圧を調整する対策を行うことが記載されている。
【０００５】
このような分散型電源において、有効電力に起因する連系点電圧の変動を、インピーダンス推定による電圧補償制御により抑制する手法が提案されている（例えば、特許文献１参照）。また、このような制御手法では、分散形電源連系前の配電系統の電圧が、基準値近傍になる様に管理されていることを前提に最適に制御を行う。
さらに、連系点電圧依存制御方式では、式（１０）の関係、および図１２のように、予め定められた連系点電圧の上限値ＶＨ（例えば１０６［Ｖ］〜１０７［Ｖ］）と下限値ＶＬ（例えば９６Ｖ）との範囲内にある場合、連系点電圧Ｖの変化に対して無効電力ＱＧＶを式（１０）のＰＧ×（ｔａｎφ）×（Ｖ−ＶＬ）／（ＶＨ−ＶＬ）基づいて直線的に変化させるが、連系点電圧Ｖが上限値ＶＨを越える場合には、無効電力ＱＧＶを式（１０）のＰＧ×（ｔａｎφ）に基づき一定力率＝０．８５に相当するものに固定し、また、連系点電圧Ｖが下限値ＶＬを下回る場合、無効電力ＱＧＶを式（１０）の０、すなわち一定力率＝１に相当するものに固定する。図１２は、従来技術による系統インピーダンス依存方式による無効電力の制御手法の特徴を示す模式図である。
【０００６】
【数１】
0005556289.tif 000002
【０００７】
すなわち、連系点電圧値により力率ｃｏｓφが定まり、連系点電圧の上限値に近づくほど力率が低くなり、連系点電圧が上限値以上の場合、力率は下限値に固定される。
式（１０）、図１２において、ＱＧＶは無効電力、ＶＬは連系点電圧の下限値、ＶＨは連系点電圧の上限値、Ｖは連系点電圧値、ＰＧは有効電力、φは力率ｃｏｓφにおける位相である。さらに、系統インピーダンスには、下限値と上限値が設定されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】特開２００７−３００７８４号公報
【特許文献２】特開２００９−２０７２２５号公報
【非特許文献】
【０００９】
【非特許文献１】電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン（資源エネルギー庁）
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１０】
しかしながら、特許文献１の従来技術では、分散形電源連系前の配電系統の電圧は、基準値近傍になる様に管理されていることを前提に最適にしているが、配電現場の実態は必ずしも連系点電圧が基準値近傍（例えば１０５Ｖ）になっていず、１０６Ｖ〜１０７Ｖとすでに高めになっている場合も考えられる。このような場合、主に連系点電圧依存制御手方式を用いると、無効電力出力が力率の下限値に固定されてしまい、それ以上に電圧が上昇した場合の制御性能を失う可能性もあるという問題点がった。
【００１１】
また、特許文献１及び特許文献２の従来技術では、インピーダンス推定による電圧補償制御方式では、正確にインピーダンスを推定することが求められるため、その演算処理を行うための演算部に大きな負荷がかかるという問題点がった。さらに、特許文献１の従来技術では、連系点電圧でインピーダンスの上限値か下限値に達している場合、発電量に無関係に無効電力出力が力率の下限値に張り付いて固定されてしまうという問題点があった。
【００１２】
本発明は、上記の問題点に鑑みてなされたものであって、系統側要因により電圧が高い場合、分散型電源による無効電力出力がリミッタ限度値に張り付くことがない連系点電圧の変動の補償を行う分散型電源および分散型電源制御方法を提供することを課題としている。
【課題を解決するための手段】
【００１３】
上記目的を達成するため、本発明の分散型電源は、有効電力及び無効電力を発生して連系点に出力する電力発生部と、連系点電圧を検出する電圧検出部と、前記連系点に出力される電力を第１所定の発電量まで下げる指示を生成する出力電力指示生成部と、定格電力または最大電力時の第１連系点電圧に対する前記第１所定の発電量時の第２連系点電圧の差分である第１電圧変動値と、任意時刻の第３連系点電圧に対する前記第１所定の発電量時の第４連系点電圧の差分である第２電圧変動値と、第２所定の力率に相当する前記無効電力とに基づき前記電力発生部を制御する制御部とを備えることを特徴としている。
【００１４】
また、本発明の分散型電源において、前記制御部は、前記任意時刻の第３連系点電圧を取得し、前記任意時刻の発電電力から前記第１所定の発電量まで下げ、前記第１所定の発電量時の第４連系点電圧を取得し、前記第３連系点電圧に対する前記第４連系点電圧の差分を算出することで前記第２電圧変動値を算出するようにしてもよい。
【００１５】
また、本発明の分散型電源において、前記制御部は、前記定格電力または最大電力時の第１連系点電圧を取得し、前記定格電力または最大電力から前記第１所定の発電量まで下げ、前記第１所定の発電量時の第２連系点電圧を取得し、前記第１連系点電圧に対する前記第２連系点電圧の差分を算出することで前記第１電圧変動値を算出するようにしてもよい。
【００１６】
また、本発明の分散型電源において、前記制御部は、予め定められている前記定格電力または最大電力と、前記任意時刻の発電電力と、前記第３連系点電圧と、前記第４連系点電圧とを用いて前記第１電圧変動値を推定するようにしてもよい。
【００１７】
また、本発明の分散型電源において、前記第２電圧変動値の算出を行う頻度が前記第４連系点電圧を取得する頻度より多く且つ前記第４連系点電圧を取得する頻度が前記第１電圧変動値の算出を行う頻度より多いようにしてもよい。
【００１８】
また、本発明の分散型電源において、前記制御部は、前記第２電圧変動値が０より大きく且つ前記第２電圧変動値が前記第１電圧変動値未満の範囲の場合、前記有効電力と前記第２所定の力率と前記第１連系点電圧と前記第２連系点電圧と前記第３連系点電圧および前記第４連系点電圧に基づく無効電力を生成して前記電力発生部を制御し、前記第２電圧変動値が前記第１電圧変動値より大きい場合、前記有効電力と前記第２所定の力率とに基づく無効電力を生成して前記電力発生部を制御し、前記第２電圧変動値が０未満の場合、０の無効電力を生成して前記電力発生部を制御するようにしてもよい。
【００１９】
また、本発明の分散型電源において、前記制御部は、前記第２電圧変動値が０より大きく且つ前記第２電圧変動値が前記第１電圧変動値未満の範囲の場合、前記有効電力ＰＧと前記第２所定の力率に基づくｔａｎφと前記第１連系点電圧Ｖｍと前記第２連系点電圧Ｖ０ｍと前記第３連系点電圧Ｖおよび前記第４連系点電圧Ｖ０からなる関係式ＰＧ×（ｔａｎφ）×（Ｖ−Ｖ０）／（Ｖｍ−Ｖ０ｍ）に基づく無効電力を生成して前記電力発生部を制御し、前記第２電圧変動値が前記第１電圧変動値より大きい場合、前記有効電力ＰＧと前記第２所定の力率に基づくｔａｎφからなる関係式ＰＧ×（ｔａｎφ）とに基づく無効電力を生成して前記電力発生部を制御し、前記第２電圧変動値が０未満の場合、０の無効電力を生成して前記電力発生部を制御するようにしてもよい。
【００２０】
また、本発明の分散型電源において、前記制御部は、前記第２電圧変動値の絶対値が第３所定の範囲になるまで制御を行うか、あるいは、前記無効電力が発電出力の前記第２所定の力率に基づく値になるまで制御を行うようにしてもよい。
【００２１】
また、本発明の分散型電源において、前記第３所定の範囲は、前記電圧検出部の電圧測定の精度、あるいは、電流測定の精度に基づくようにしてもよい。
【００２２】
また、本発明の分散型電源において、前記制御部は、前記電力系統の系統インピーダンスを推定し、前記有効電力、前記系統インピーダンス推定値の抵抗分とリアクタンス分との比、前記系統インピーダンス推定値の抵抗分とリアクタンス分との前記比に関する所定の２値ＲＢＸＬ、ＲＢＸＨ（ただし、ＲＢＸＬはＲＢＸＨより小さい）及び前記第２所定の力率に基づいた第１無効電力ＱＧＲＸと、前記有効電力、前記電力系統の系統インピーダンス推定値、前記系統インピーダンスに関する所定の２値ＺＬ、ＺＨ（ただし、ＺＬはＺＨより小さい）及び前記第２所定の力率に基づいた第２無効電力ＱＧＺと、前記連系点電圧、前記有効電力、前記連系点電圧に関する所定の２値ＶＬ、ＶＨ（ただし、ＶＬはＶＨより小さい）及び前記第２所定の力率に基づいた第３無効電力ＱＧＶと、前記連系点電圧、前記有効電力、前記定格電力または最大電力、前記第１連系点電圧、前記第２連系点電圧、前記第３連系点電圧、前記第４連系点電圧、及び前記第２所定の力率に基づいた第４無効電力ＱＧΔＶと、前記第１無効電力ＱＧＲＸに対する重み付け係数Ｋ１と、前記第２無効電力ＱＧＺに対する重み付け係数Ｋ２と、前記第３無効電力ＱＧＶに対する重み付け係数Ｋ３と、前記第４無効電力ＱＧΔＶに対する重み付け係数Ｋ４と、に基づく前記無効電力を用いて制御するようにしてもよい。
【００２３】
また、本発明の分散型電源において、複数の分散型電源と高圧線と低圧線との少なくとも１つに接続されている分散型電源において、前記制御部は、少なくとも前記高圧線または低圧線の架空送電線路の累積長さである亘長か、前記分散型電源を含む系統構成の変更頻度か、連系前の常時の系統電圧の上限電圧値に対する余裕度かのいずれか１つに基づいて前記重み付け係数Ｋ１、前記重み付け係数Ｋ２、前記重み付け係数Ｋ３、前記重み付け係数Ｋ４の各重み付けを決定するようにしてもよい。
【００２４】
また、本発明の分散型電源において、前記制御部は、前記電力系統の系統インピーダンスＺを推定し、前記有効電力ＰＧ、前記系統インピーダンス推定値Ｚの抵抗分Ｒとリアクタンス分Ｘとの比Ｒ／Ｘ、前記比Ｒ／Ｘに関する所定の２値ＲＢＸＬ、ＲＢＸＨ（ただし、ＲＢＸＬはＲＢＸＨより小さい）及び前記第２所定の力率ｃｏｓφからなる関係式（６）に基づいた第１無効電力ＱＧＲＸと、前記有効電力ＰＧ、前記電力系統の系統インピーダンス推定値Ｚ、前記系統インピーダンスに関する所定の２値ＺＬ、ＺＨ（ただし、ＺＬはＺＨより小さい）及び前記第２所定の力率ｃｏｓφからなる関係式（７）に基づいた第２無効電力ＱＧＺと、前記連系点電圧Ｖ、前記有効電力ＰＧ、前記連系点電圧に関する所定の２値ＶＬ、ＶＨ（ただし、ＶＬはＶＨより小さい）及び前記第２所定の力率ｃｏｓφからなる関係式（８）に基づいた第３無効電力ＱＧＶと、前記連系点電圧Ｖ、前記有効電力ＰＧ、前記定格電力または最大電力Ｐｍ、前記第１連系点電圧Ｖｍ、前記第２連系点電圧Ｖ０ｍ、前記第３連系点電圧Ｖ、前記第４連系点電圧Ｖ０、及び前記第２所定の力率ｃｏｓφからなる関係式（９）に基づいた第４無効電力ＱＧΔＶと、前記第１無効電力ＱＧＲＸに対する重み付け係数Ｋ１と、前記第２無効電力ＱＧＺに対する重み付け係数Ｋ２と、前記第３無効電力ＱＧＶに対する重み付け係数Ｋ３と、前記第４無効電力ＱＧΔＶに対する重み付け係数Ｋ４と、に基づく前記無効電力を用いて制御するようにしてもよい。
【００２５】
【数２】
0005556289.tif 000003
【００２６】
【数３】
0005556289.tif 000004
【００２７】
【数４】
0005556289.tif 000005
【００２８】
【数５】
0005556289.tif 000006
【００２９】
上記目的を達成するため、分散型電源の分散型電源制御方法において、電力発生部が、有効電力及び無効電力を発生して連系点に出力する電力発生工程と、電圧検出部が、連系点電圧を検出する電圧検出工程と、出力電力指示生成部が、前記連系点に出力される電力を第１所定の発電量まで下げる指示を生成する出力電力指示生成工程と、制御部が、定格電力または最大電力時の第１連系点電圧に対する前記第１所定の発電量時の第２連系点電圧の差分である第１電圧変動値と、任意時刻の第３連系点電圧に対する前記第１所定の発電量時の第４連系点電圧の差分である第２電圧変動値と、第２所定の力率に相当する前記無効電力とに基づき前記電力発生部を制御する制御工程とを備えることを特徴としている。
【発明の効果】
【００３０】
本発明によれば、および分散型電源および分散型電源制御方法において、系統側要因により電圧が高い場合、分散型電源による無効電力出力がリミッタ限度値に張り付くことがない連系点電圧の変動の補償を行うことが可能になる。
【図面の簡単な説明】
【００３１】
【図１】本発明の第１実施形態に係る配電設備の系統図である。
【図２】同実施形態に係る無効電力ＱＧによる連系点電圧Ｖの変動抑制原理を説明するための模式図である。
【図３】同実施形態に係る連系点電圧の変化量制御を説明する図である。
【図４】同実施形態に係る電圧補償制御のフローチャートである。
【図５】第２実施形態に係る電圧補償制御のフローチャートである。
【図６】第３実施形態における電圧補償制御のフローチャートである。
【図７】第４実施形態に係る重み付け係数を説明する図である。
【図８】同実施形態に係る重み付け係数の決定条件と判定基準を説明する図である。
【図９】同実施形態に係る重み付け係数の選択方法の一例のフローチャートである。
【図１０】同実施形態に係る重み付け係数の組み合わせの一例である。
【図１１】同実施形態に係る重み付け係数の組み合わせの他の例である。
【図１２】従来技術に係る系統インピーダンス依存方式による無効電力の制御手法の特徴を示す模式図である。
【発明を実施するための形態】
【００３２】
以下、図１〜図１１を用いて本発明の実施形態について詳細に説明する。なお、本発明は係る実施形態に限定されず、その技術思想の範囲内で種々の変更が可能である。
【００３３】
［第１実施形態］
図１は、本発明の第１実施形態に係る配電設備の系統図である。本実施形態は、最大の電圧変動と電圧変動とを用いて無効電力を生成して制御する分散型電源ＰＷ１を具備する配電設備に関する。
【００３４】
図１において、符号Ｓは配電用変電所、Ｃ１は高圧配電線、Ｔ１、Ｔ２は配電用変圧器（柱上変圧器）、Ｃ２は低圧配電線、ＰＷ１は分散型電源、Ｌは負荷である。配電用変電所Ｓは高圧配電線Ｃ１を介して配電用変圧器Ｔ１、Ｔ２の一次側に接続されている。高圧配電線Ｃ１は、上記配電用変電所Ｓから出力された高圧電力（例えば６６００［Ｖ］）を配電用変圧器Ｔ１、Ｔ２まで伝送する。配電用変圧器Ｔ１、Ｔ２は、高圧配電線Ｃ１を介して供給された高圧電力を例えば１００［Ｖ］や２００［Ｖ］の低圧電力に電圧変換し低圧配電線Ｃ２に供給する。低圧配電線Ｃ２は、配電用変圧器Ｔ１、Ｔ２と負荷Ｌとの間に設けられており、低圧電力を負荷Ｌに供給する。
【００３５】
ここで、上記配電用変電所Ｓ、高圧配電線Ｃ１、配電用変圧器Ｔ１、Ｔ２及び低圧配電線Ｃ２は、市中にネットワーク状に敷設された既存の配電系統を構成している。これに対して、分散型電源ＰＷ１は、連系点において低圧配電線Ｃ２と接続されており、上記既存の配電系統と連系して負荷Ｌに低圧電力を供給するものである。また、負荷Ｌは、既存の配電系統に接続された全ての負荷を例示している。
【００３６】
このような分散型電源ＰＷ１は、図１のように、主な機能構成要素として電圧計１、電流計２、検出電力演算部３、出力電力判定部４、最適出力電力演算部５、記憶部６、出力電流設定部７、出力電流制御部８、インバータ９、直流電源１０及び連系リアクトル１１を備えている。
電圧計１は、低圧配電線Ｃ２の連系点における電圧（連系点電圧Ｖ）の瞬時値を検出して検出電力演算部３に出力する。電流計２は、分散型電源ＰＷ１の出力電流の瞬時値を検出して検出電力演算部３に出力する。
【００３７】
検出電力演算部３は、電圧計１から入力された連系点の電圧の瞬時値及び電流計２から入力された出力電流の瞬時値に基づいて分散型電源ＰＷ１から連系点に出力される出力電力（つまり有効電力ＰＧ及び無効電力ＱＧ）を演算する。また、検出電力演算部３は、演算した出力電力を検出電力として出力電力判定部４と最適出力電力演算部５とに出力すると共に、電圧計１から入力された連系点の電圧の瞬時値に基づいて連系点の電圧の実効値演算を行い、演算した連系点電圧の実効値（連系点電圧Ｖ）を最適出力電力演算部５に出力する。さらに、検出電力演算部３は、定格電力（または最大電力）Ｐｍ時の連系点電圧Ｖｍを算出し、出力電力判定部４が定格電力（または最大電力）Ｐｍから発電電力０まで下げた後の連系点電圧Ｖｏｍを算出し、任意時刻の電力ＰＧ時の連系点電圧Ｖを算出し、算出した連系点電圧Ｖ、連系点電圧Ｖｍ、連系点電圧Ｖｏｍおよび定格電力（または最大電力）Ｐｍを最適電力演算部５に出力する。
【００３８】
出力電力判定部４は、検出電力演算部３から入力される検出電力が入力され、入力された検出電力が、定格電力（または最大電力）Ｐｍであるか否かを判定する。また、入力された検出電力が定格電力（または最大電力）Ｐｍであると判定された場合、出力電力判定部４は、発電電力を０まで所定の電力間隔、所定の時間間隔で下げる指示を出力設定部７に出力する。さらに、出力電力判定部４は、検出電力演算部３が発電電力０の時の連系点電圧Ｖｏｍを演算後、再び定格電力（または最大電力）Ｐｍまで所定の電力間隔、所定の時間間隔で上げる指示を出力設定部７に出力する。所定の電力間隔、所定の時間間隔は、例えば、最大電力Ｐｍの１０％の電力間隔、１秒間隔であり、すなわち、１０秒間で定格電力（または最大電力）Ｐｍから発電電力０まで下げ、１０秒間で発電電力０から定格電力（または最大電力）Ｐｍから発電電力０まで上げる。
一方、入力された検出電力が定格電力（または最大電力）Ｐｍではないと判定された場合、出力電力判定部４は、検出電力演算部３の出力の測定と演算を継続する。
【００３９】
最適出力電力演算部５は、検出電力演算部３から入力される検出電力（有効電力ＰＧ及び無効電力ＱＧ）、連系点電圧Ｖ、連系点電圧Ｖｍ、連系点電圧Ｖｏｍおよび定格電力（または最大電力）Ｐｍを記憶部６に書き込んで記憶させる。また、最適出力電力演算部５は、記憶部６に記憶されている連系点電圧Ｖ、有効電力ＰＧ、無効電力ＱＧ及び力率の下限値、連系点電圧Ｖｍ、連系点電圧Ｖｏｍおよび定格電力（または最大電力）Ｐｍを読み出し、読み出した連系点電圧Ｖ、有効電力ＰＧ、無効電力ＱＧ及び力率の下限値、連系点電圧Ｖｍ、連系点電圧Ｖｏｍおよび定格電力（または最大電力）Ｐｍ等に基づいて、インバータ９の出力電力（有効電力ＰＧ及び無効電力ＱＧ）を電力指令値として出力電流設定部７に出力する。
この電力指令値は、インバータ９から出力する有効電力ＰＧを指示する有効電力指令値と無効電力ＱＧを指示する無効電力指令値とからなる。なお、力率の下限値は、インバータ９から出力する無効電力ＱＧの上限を規定するものであり、既存の配電系統で許容される値（例えば０．８５）である。また、有効電力指令値は、直流電源１０の発電電力に定常的に一致させる必要がある。さらに、最適出力電力演算部５は、無効電力指令値を生成するに当たり、既存の配電系統およびその上位系統を含めた系統インピーダンスＺを所定の推定手法を用いて推定する。そして、最適出力電力演算部５は、系統インピーダンスＺの推定値、力率の下限値、連系点電圧Ｖｍ、連系点電圧Ｖｏｍ、連系点電圧Ｖおよび定格電力（または最大電力）Ｐｍ等に基づき、後述する方法で有効電力ＰＧをインバータ９から連系リアクトル１１を介して連系点に出力した場合の連系点電圧Ｖの変動を最小値に抑制でき、かつ、インバータ９の最大出力容量を抑制できる両方を満足する無効電力ＱＧを最適値として算出する。そして、最適出力電力演算部５は、算出した無効電力ＱＧの最適値の出力を指示する無効電力指令値を、出力電流設定部７に出力する。
【００４０】
記憶部６は、最適出力電力演算部５から入力された検出電力（有効電力ＰＧ及び無効電力ＱＧ）、連系点電圧Ｖ、連系点電圧Ｖｍ、連系点電圧Ｖｏｍおよび定格電力（または最大電力）Ｐｍが記憶されている。また、記憶部６は、制御情報の１つとして、力率の下限値を予め記憶している。
【００４１】
出力電流設定部７は、最適出力電力演算部５が出力する電力指令値（有効電力指令値と無効電力指令値）が入力され、入力された電力指令値に基づいて電流指令値を生成し、生成した電流指令値を出力電流制御部８に出力する。
出力電流制御部８は、出力電流設定部７が出力する電流指令値に基づいてインバータ９を制御するための制御信号、例えばＰＷＭ（Ｐｕｌｓｅ  Ｗｉｄｔｈ  Ｍｏｄｕｌａｔｕｉｏｎ）信号を生成してインバータ９に出力する。
インバータ９は、直流電源１０から供給された直流電圧を出力電流制御部８が生成した制御信号に基づきスイッチングすることにより交流電圧に変換する。また、インバータ９は、リアクトル１１の両端の電圧差と位相差を調整して負荷電流の分担を決める。
【００４２】
直流電源１０は、例えば太陽電池であり、所定の直流電圧をインバータ９に出力する。
連系リアクトル１１は、リアクトル(絶縁した電線をらせん状に巻いたコイル)であり、インダクタンスを付与するためにインバータ９の出力端に設けられている。
なお、直流電源１０は発電電力が例えば太陽から照射される光の光量に依存する。このため、インバータ９、長期間にわたって一定の値に制御された有効電力ＰＧを連系点に出力することはできず、直流電源１０の発電電力に定常的に適合した有効電力を出力することになる。すなわち、配電設備における分散型電源ＰＷ１は、有効電力ＰＧを一定の値に制御できず、直流電源１０の発電電力に依存してランダムに変動する有効電力ＰＧを連系点に出力する。
【００４３】
このように、分散型電源ＰＷ１は、インバータ９、直流電源１０及び連系リアクトル１１が、有効電力ＰＧ及び無効電力ＱＧを発生して連系点に出力する電力発生手段を構成している。また、電圧計１、電流計２、検出電力演算部３、最適出力電力演算部５、記憶部６、出力電流設定部７及び出力電流制御部８は、有効電力ＰＧに起因する連系点電圧Ｖの変動を抑制するような無効電力ＱＧを系統インピーダンスＺに基づいて求め、無効電力ＱＧを発生するように電力発生手段を制御する制御手段を構成している。このような分散型電源ＰＷ１は、本配電設備の特徴的な構成要素である。
また、電圧発生部は、インバータ９、直流電源部１０、連系リアクトル１１から構成され、電圧検出部は、電圧計１、電流計２、検出電力演算部３から構成され、出力電力指示生成部は、最適出力電力演算部５と記憶部６から構成され、制御部は、出力電力判定部４、出力電流設定部７、出力電流制御部８から構成されている。
【００４４】
次に、このように構成された配電設備の動作について詳しく説明する。本配電設備では、分散型電源ＰＷ１と既存の配電系統とが連係して電力を負荷Ｌに供給する。分散型電源ＰＷ１と既存の配電系統との連系点における連系点電圧Ｖは、一般的には分散型電源ＰＷ１から出力される有効電力ＰＧに依存して変動することになるが、本配電設備の分散型電源ＰＷ１は、自らが連系点に出力する有効電力ＰＧに起因する連系点電圧Ｖの変動を抑制するように無効電力ＱＧを設定して連系点に出力する。
【００４５】
図２は、本実施形態における無効電力ＱＧによる連系点電圧Ｖの変動抑制原理を説明するための模式図である。この模式図では、配電系統およびその上位系統を含めた系統インピーダンスＺを「Ｒ＋ｊＸ」、系統の背後電圧を「Ｅ」、分散型電源ＰＷ１から出力される電力を「ＰＧ＋ｊＱＧ」、また連系点から負荷Ｌが消費する負荷電力を「Ｐ＋ｊＱ」としている。負荷電力Ｐ＋ｊＱのうち、「Ｐ」は負荷実効電力を、また「Ｑ」は負荷無効電力をそれぞれ示している。なお、前記系統インピーダンスＺは上位系統のインピーダンスも含むが実際上は配電系統のインピーダンスが大部分を占めるため、系統の背後電圧Ｅも配電用変電所Ｓの出力電圧にほぼ等しくなる。
【００４６】
本配電設備には、このような各値を変数あるいは定数とする以下の近似式（１）が成立する。
【００４７】
Ｖｄｒｏｐ＝Ｅ−Ｖ
＝Ｒ（Ｐ−ＰＧ）＋Ｘ（Ｑ−ＱＧ）
＝（Ｒ×Ｐ＋Ｘ×Ｑ）−（Ｒ×ＰＧ＋Ｘ×ＱＧ）・・・（１）
【００４８】
この近似式（１）は、系統の電圧降下Ｖｄｒｏｐが負荷Ｌの変動に起因する電圧降下Ｖdrop1（＝Ｒ×Ｐ＋Ｘ×Ｑ）と、分散型電源ＰＷ１から出力される有効電力ＰＧおよび無効電力ＱＧに起因する電圧降下Ｖｄｒｏｐ２（＝Ｒ×ＰＧ＋Ｘ×ＱＧ）とからなることを示している。
【００４９】
すなわち、分散型電源ＰＷ１の有効電力ＰＧおよび無効電力ＱＧに起因する電圧降下Ｖｄｒｏｐ２は、分散型電源ＰＷ１の無効電力ＱＧを最適化することにより、つまり条件式：Ｒ×ＰＧ＋Ｘ×ＱＧ＝０を満足するように無効電力ＱＧを設定することにより最小化することが可能である。この電圧降下Ｖｄｒｏｐ２は、分散型電源ＰＷ１の有効電力ＰＧが既存の配電系統に流入すること及び当該有効電力ＰＧが変動することによって生じるものである。
【００５０】
次に、電圧補償動作について、図１、図３〜図４を用いて説明する。図３（ａ）と図３（ｂ）は、本実施形態における連系点電圧の変化量制御を説明する図である。図４は、本実施形態における電圧補償制御のフローチャートである。また、従来技術の図１２と図３（ｂ）との差異は、縦軸が連結点電圧変動ΔＶＧであり、すなわち、図３（ｂ）は、無効電力ＱＧに対する連系点電位変動量ΔＶＧであり、連系点電位変動量ΔＶＧに応じて無効電力出力が変化することを表している。
【００５１】
まず、図３（ａ）において、分散型電源ＰＷ１が、直線Ａ上で動作しているとして説明する。まず、出力電力判定部４は、前回ステップＳ３〜ステップＳ６を実施してから時間Ｔ１が経過しているか否かを判定する（ステップＳ１）。前回ステップＳ３〜ステップＳ６を実施してから時間Ｔ１が経過している場合（ステップＳ１；Ｙｅｓ）、ステップＳ３に進む。前回ステップＳ３〜ステップＳ６を実施してから時間Ｔ１が経過していない場合（ステップＳ１；Ｎｏ）、出力電力判定部４は、前回ステップＳ７〜ステップＳ９を実施してから時間Ｔ２が経過しているか否かを判定する（ステップＳ２）。前回ステップＳ７〜ステップＳ９を実施してから時間Ｔ２が経過している場合（ステップＳ２；Ｙｅｓ）、ステップＳ７に進み、前回ステップＳ７〜ステップＳ９を実施してから時間Ｔ２が経過していない場合（ステップＳ２；Ｎｏ）、ステップＳ１０に進む。ステップＳ１において判定の結果、前回ステップＳ３〜ステップＳ６を実施してから時間Ｔ１が経過している場合、出力電力判定部４は、検出電力演算部３の出力を取得し、出力電力が定格電力（または最大電力）Ｐｍか否かを判定する（ステップＳ３）。判定の結果、出力電力が定格電力（または最大電力）Ｐｍではない場合（ステップＳ３；Ｎｏ）、ステップＳ２に進む。
判定の結果、出力電力が定格電力（または最大電力）Ｐｍの場合（ステップＳ３；Ｙｅｓ）、出力電力判定部４は、発電量を０に下げる指示を出力設定部７に出力する。また、検出電力演算部３は、定格電力Ｐｍに対応する連系点電圧Ｖｍを算出する。
【００５２】
次に、出力電流設定部７は、入力された発電量を０に下げる指示に基づいて電流指令値を生成し、生成した電流指令値に基づき出力電流制御部８、インバータ９、連系リアクトル１１を介して連結点に出力されている発電量を０に落とす（ステップＳ４、図３（ａ）ＰＧ＝０、ＶＧ＝Ｖｏｍ）。なお、発電量を定格電力（または最大電力）Ｐｍから０に落とすとき、例えば、１秒毎に定格電力（または最大電力）Ｐｍから１０％ずつ１０秒間かけて落としていく。
次に、検出電力演算部３は、発電電力＝０に対応する連系点電圧Ｖｏｍを算出し、ΔＶｍ＝Ｖｍ−Ｖｏｍを算出する（ステップＳ５）。
【００５３】
発電電力＝０に対応する連系点電圧Ｖｏｍを算出後、検出電力演算部３は、再び発電量を０から定格電力（または最大電力）Ｐｍに戻す指示を出力設定部７に出力する。
次に、出力電流設定部７は、入力された発電量を定格電力（または最大電力）Ｐｍに戻す指示に基づいて電流指令値を生成し、生成した電流指令値に基づき出力電流制御部８、インバータ９、連系リアクトル１１を介して連結点に出力されている発電量を定格電力（または最大電力）Ｐｍに戻す（ステップＳ６）。なお、発電量を０から定格電力（または最大電力）Ｐｍに戻すとき、例えば、１秒毎に定格電力（または最大電力）Ｐｍに対して１０％ずつ１０秒間かけて上げていく。
また、ステップＳ４〜ステップＳ６の処理は、ステップＳ１の判定により、時間Ｔ１間隔で行われ、例えば、電力使用量の多い日中に１日に１回程度行われる。
【００５４】
次に、ステップS６の実行後、またはステップＳ２において判定の結果、前回ステップＳ７〜ステップＳ９を実施してから時間Ｔ２が経過している場合において、図１の配電設備全体の電力使用量が変化し、図３（ａ）において、分散型電源ＰＷ１が、直線Ｂ上で動作しているとして説明する。
まず、検出電力演算部３は、任意時刻における発電電力ＰＧに対応する連系点電圧Ｖを算出する。
次に、出力電力判定部４は、発電量を０に下げる指示を出力設定部７に出力する。次に、出力電流設定部７は、入力された発電量を０に下げる指示に基づいて電流指令値を生成し、生成した電流指令値に基づき出力電流制御部８、インバータ９、連系リアクトル１１を介して連結点に出力されている発電量を０に落とす（ステップＳ７、図３（ａ）ＰＧ＝０、ＶＧ＝Ｖ０）。なお、発電量を任意時刻の発電電力ＰＧから０に落とすとき、例えば、１秒毎に電力ＰＧから１０％ずつ１０秒間かけて落としていく。
次に、検出電力演算部３は、電力＝０に対応する連系点電圧Ｖ０を算出する（ステップＳ８）。
【００５５】
発電電力＝０に対応する連系点電圧Ｖ０を算出後、検出電力演算部３は、再び発電量を０から発電電力ＰＧに戻す指示を出力設定部７に出力する。
次に、出力電流設定部７は、入力された発電量を発電電力ＰＧに戻す指示に基づいて電流指令値を生成し、生成した電流指令値に基づき出力電流制御部８、インバータ９、連系リアクトル１１を介して連結点に出力されている発電量を発電電力ＰＧに戻す（ステップＳ９）。なお、発電量を０から発電電力ＰＧに戻すとき、例えば、１秒毎に発電電力ＰＧに対して１０％ずつ１０秒間かけて上げていく。
また、ステップＳ７〜ステップＳ９の処理は、ステップＳ２の判定により、時間Ｔ２間隔で行われ、例えば、数分に１回程度行われる。
【００５６】
次に、ステップＳ９により発電量を発電電力ＰＧに戻した後、またはステップＳ２において判定の結果、前回ステップＳ７〜ステップＳ９を実施してから時間Ｔ２が経過していない場合に、検出電力演算部３は、任意時刻の発電電力ＰＧに対応する連系点電圧Ｖを算出する（ステップＳ１０）。
任意時刻の発電電力ＰＧに対応する連系点電圧Ｖを算出後、検出電力演算部３は、算出した連系点電圧ＶとＶ０を用いて、電圧変動値ΔＶ＝Ｖ−Ｖ０を算出する（ステップＳ１１）。
次に、最適出力電力演算部５は、ステップＳ１２の判定に基づき式（２）を用いて無効電力出力を演算する。
【００５７】
【数６】
0005556289.tif 000007
【００５８】
ΔＶ＜０の場合（ステップＳ１２；ΔＶ＜０）、最適出力電力演算部５はＱＧΔＶ＝０を算出する（ステップＳ１３）。
０＜ΔＶ＜ΔＶｍの場合（ステップＳ１２；０＜ΔＶ＜ΔＶｍ）、最適出力電力演算部５はＱＧΔＶ＝ＰＧ×（ｔａｎφ）×ΔＶ／ΔＶｍを算出する（ステップＳ１４）。
ΔＶ＜ΔＶｍの場合（ステップＳ１２；ΔＶ＜ΔＶｍ）、最適出力電力演算部５はＱＧΔＶ＝ＰＧ×（ｔａｎφ）を算出する（ステップＳ１５）。
次に、最適出力電力演算部５は、算出した無効電力出力ＱＧΔＶを出力電流設定部７に出力し、出力電流設定部７は、入力された無効電力出力ＱＧΔＶに基づいて電流指令値を生成し、生成した電流指令値に基づき出力電流制御部８、インバータ９、連系リアクトル１１を介して連結点に出力する。
なお、図４のフローチャートの開始から終了までの一連の処理は、時間Ｔ３間隔で行い、例えば、数秒に１回程度行う。この結果、ステップＳ１０〜ステップＳ１５の処理は、時間Ｔ３間隔で行われる。なお、時間Ｔ１の長さは時間Ｔ２の長さより長く、且つ、時間Ｔ２の長さは時間Ｔ３の長さより長い。また、時間Ｔ１は、例えば、１日程度であり、時間Ｔ２は、例えば、数分程度であり、時間Ｔ３は、例えば、数秒程度である。
【００５９】
従来技術の手法では、系統側要因により電圧が高い場合、分散型電源による無効電力出力がリミッタ限度値に張り付いてしまうこともあり、分散型電源ＰＷ１に起因する電圧上昇を有効に補償できないこともあった。本実施形態によれば、最適出力電力演算部５が連系点電圧変動に基づく無効電力ＱＧΔＶに用いて無効電力ＱＧを生成して電圧補償を制御する。
すなわち、第１実施形態で説明したように、分散装置ＰＷ１の出力による電圧変動の最大値ΔＶｍを予め測定もしくは推定し、任意時刻の電圧変動ΔＶにより力率が決まり、電圧変動ΔＶが予め測定もしくは推測した最大値に近づくほど力率が低くなるように無効電力ＱＧΔＶを生成して連系点電圧の変化量を制御するため、分散型電源ＰＷ１に起因する電圧上昇を有効に補償できる。
【００６０】
また、本実施形態では、時間Ｔ１の長さを１日程度として、定格電力（あるいは最大電力）Ｐｍ時に発電量０に下げ、発電量０の連系点電圧Ｖ０ｍを算出する頻度を１日に１回行う例を説明したが、この頻度は分散型電源ＰＷ１を含む配電系の電力変動に合わせて、他の頻度、例えば２日に１回等でも良い。また、電力を平均値処理するような場合、この連系点電圧Ｖ０ｍを算出する頻度は月に１回程度でも良い。さらに、時間Ｔ２の長さを数分程度として、任意時刻の出力ＰＧから発電量０に下げて連系点電圧Ｖ０を算出する頻度を数分に１回行う例を説明したが、同様に連系点電圧Ｖ０を算出する頻度は、例えば１０分に１回等、分散型電源ＰＷ１を含む配電系の電力変動に合わせて、他の頻度でも良い。さらに、時間Ｔ３の長さを数秒程度として、連系点電圧Ｖを常時測定し、電圧変動ΔＶを算出する頻度を数秒に１回行う例を説明したが、同様に連系点電圧Ｖ０を算出する頻度は、例えば１０秒に１回等、分散型電源ＰＷ１を含む配電系の電力変動に合わせて、他の頻度でも良い。
【００６１】
以上のように、定格電力時に最大の電圧変動ΔＶｍを算出し、さらに任意時刻に電圧変動ΔＶを算出し、算出した最大の電圧変動ΔＶｍと電圧変動ΔＶとを用いて無効電力出力を算出して出力するようにしたので、系統側要因により電圧が高い場合でも、分散型電源による無効電力出力がリミッタ限度値に張り付くことがない連系点電圧の変動の補償を行うことが可能になる。
【００６２】
［第２実施形態］
次に、第２実施形態について、図１、図３、図５を用いて説明する。図５は、本実施形態における電圧補償制御のフローチャートである。なお、第１実施形態と同じ処理は、同じステップ番号を用いて説明を省略する。第２実施形態は、分散型電源ＰＷ１が定格電力（または最大電力）Ｐｍを行えない場合、最大の電圧変動ΔＶｍを推定し、電圧補償を行う方法である。
図３（ａ）において、分散型電源ＰＷ１が、直線Ａ上で動作しているとして説明する。また、検出電力演算部３は、分散型電源ＰＷ１における定格電力（または最大電力）Ｐｍが記憶されている。
【００６３】
まず、出力電力判定部４は、前回ステップＳ３〜ステップＳ１０７またはステップＳ３〜ステップＳ６を実施してから時間Ｔ１が経過しているか否かを判定する（ステップＳ１０１）。前回ステップＳ３〜ステップＳ１０７またはステップＳ３〜ステップＳ６を実施してから時間Ｔ１が経過している場合（ステップＳ１０１；Ｙｅｓ）、ステップＳ３に進む。前回ステップＳ３〜ステップＳ１０７またはステップＳ３〜ステップＳ６を実施してから時間Ｔ１が経過していない場合（ステップＳ１０１；Ｎｏ）、出力電力判定部４は、前回ステップＳ７〜ステップＳ９を実施してから時間Ｔ２が経過しているか否かを判定する（ステップＳ１０２）。前回ステップＳ７〜ステップＳ９を実施してから時間Ｔ２が経過している場合（ステップＳ１０２；Ｙｅｓ）、ステップＳ７〜ステップＳ１１を行って電圧変動ΔＶを実測により算出し、前回ステップＳ７〜ステップＳ９を実施してから時間Ｔ２が経過していない場合（ステップＳ１０２；Ｎｏ）、ステップＳ１０〜ステップＳ１１を行う。なお、ステップＳ１０２〜ステップＳ１１の動作は、第１実施形態のステップＳ２〜ステップＳ１１の動作と同様である。
【００６４】
ステップＳ１０１において判定の結果、前回ステップＳ３〜ステップＳ１０７またはステップＳ３〜ステップＳ６を実施してから時間Ｔ１が経過している場合（ステップＳ１０１；Ｙｅｓ）、出力電力判定部４は、検出電力演算部３の出力を取得し、出力電力が定格電力（または最大電力）Ｐｍか否かを判定する（ステップＳ３）。判定の結果、出力電力が定格電力（または最大電力）Ｐｍの場合（ステップＳ３；Ｙｅｓ）、出力電力判定部４は、第１実施形態と同様にステップＳ４〜ステップＳ１１を行い、最大の電圧変動ΔＶｍと電圧変動ΔＶを実測により算出する。
判定の結果、出力電力が定格電力（または最大電力）Ｐｍではない場合（ステップＳ３；Ｎｏ）、出力電力判定部４は、発電量を０に下げる指示を出力設定部７に出力する。次に、出力電流設定部７は、入力された発電量を０に下げる指示に基づいて電流指令値を生成し、生成した電流指令値に基づき出力電流制御部８、インバータ９、連系リアクトル１１を介して連結点に出力されている発電量を０に落とす（ステップＳ１０３）。なお、発電量を任意時刻の発電電力ＰＧから０に落とすとき、例えば、１秒毎に電力ＰＧから１０％ずつ１０秒間かけて落としていく。
次に、検出電力演算部３は、電力＝０に対応する連系点電圧Ｖ０ｍを算出する（ステップＳ１０４）。
【００６５】
発電電力＝０に対応する連系点電圧Ｖ０ｍを算出後、検出電力演算部３は、再び発電量を０から発電電力ＰＧに戻す指示を出力設定部７に出力する。
次に、出力電流設定部７は、入力された発電量を発電電力ＰＧに戻す指示に基づいて電流指令値を生成し、生成した電流指令値に基づき出力電流制御部８、インバータ９、連系リアクトル１１を介して連結点に出力されている発電量を発電電力ＰＧに戻す（ステップＳ１０５）。なお、発電量を０から発電電力ＰＧに戻すとき、例えば、１秒毎に発電電力ＰＧに対して１０％ずつ１０秒間かけて上げていく。
発電量を発電電力ＰＧに戻した後、検出電力演算部３は、任意時刻の発電電力ＰＧに対応する連系点電圧Ｖを算出する（ステップＳ１０６）。
【００６６】
次に、検出電力演算部３は、算出した発電電力０に対応する連系連電圧Ｖ０ｍと発電電力ＰＧに対応する連系連電圧Ｖと定格電力（または最大電力）Ｐｍを用いて、式（３）を用いて直線補間することでΔＶｍを推定する（ステップＳ１０７）。
【００６７】
ΔＶｍ＝Ｐｍ×（Ｖ−Ｖ０ｍ）／ＰＧ・・・（３）
【００６８】
次に、ステップＳ７〜ステップＳ１１を行う。
なお、ステップＳ３〜ステップＳ１０７またはステップＳ３〜ステップＳ６の処理は、ステップＳ１０１の判定により、時間Ｔ１間隔で行われ、例えば、電力使用量の多い日中に１日１回程度行われ、ステップＳ７〜ステップＳ９の処理は、ステップＳ１０２の判定により、時間Ｔ２間隔で行われ、例えば、数分程度に１度行われる。
以下、ステップＳ５で算出されたΔＶｍまたはステップＳ１０７で推定されたΔＶｍを用いて、第１実施形態のステップＳ１２〜ステップＳ１５を繰り返し、最適出力電力演算部５は、算出した無効電力出力ＱＧΔＶを出力電流設定部７に出力し、出力電流設定部７は、入力された無効電力出力ＱＧΔＶに基づいて電流指令値を生成し、生成した電流指令値に基づき出力電流制御部８、インバータ９、連系リアクトル１１を介して連結点に出力する。
なお、図５のフローチャートの開始から終了までの一連の処理は、時間Ｔ３間隔で行い、例えば、数秒に１回程度行う。この結果、ステップＳ１０〜ステップＳ１５の処理は、時間Ｔ３間隔で行われる。なお、時間Ｔ１の長さは時間Ｔ２の長さより長く、且つ、時間Ｔ２の長さは時間Ｔ３の長さより長い。また、時間Ｔ１は、例えば、１日程度であり、時間Ｔ２は、例えば、数分程度であり、時間Ｔ３は、例えば、数秒程度である。
すなわち、定格電力（または最大電力）Ｐｍを出力できないときのみ、ステップＳ１０３〜ステップＳ１０７を行い、最大の電圧変動ΔＶｍを推定し、定格電力（または最大電力）Ｐｍを出力できる場合、第１実施形態と同様に実測により最大の電圧変動ΔＶｍを算出する（ステップＳ４〜ステップＳ６）。
【００６９】
従来技術の手法では、系統側要因により電圧が高い場合、分散型電源による無効電力出力がリミッタ限度値に張り付いてしまうこともあり、分散型電源ＰＷ１に起因する電圧上昇を有効に補償できないこともあった。本実施形態によれば、定格電力（または最大定格）Ｐｍで発電できない場合でも検出電力演算部３が電圧変動ΔＶｍを推定し、最適出力電力演算部５が第１実施例で説明した連系点電圧変動に基づく無効電力ＱＧΔＶを用いて無効電力ＱＧを生成して電圧補償を制御する。すなわち、第１実施形態で説明したように、分散装置ＰＷ１の出力による電圧変動の最大値ΔＶｍを予め測定もしくは推定し、任意時刻の電圧変動ΔＶにより力率が決まり、電圧変動ΔＶが予め測定もしくは推測した最大値に近づくほど力率が低くなるように無効電力ＱＧΔＶを生成して連系点電圧の変化量を制御するため、分散型電源ＰＷ１に起因する電圧上昇を有効に補償できる。
【００７０】
また、本実施形態では、時間Ｔ１の長さを１日程度として、最大の電圧変動ΔＶｍを推定または実測により算出する頻度を１日に１回行う例を説明したが、この頻度は分散型電源ＰＷ１を含む配電系の電力変動に合わせて、他の頻度、例えば２日に１回等でも良い。また、電力を平均値処理するような場合、この最大電圧変動ΔＶｍを推定または実測により算出する頻度は月に１回程度でも良い。
さらに、実測により最大の電圧変動ΔＶｍを算出したときの値の方が、推定による最大の電圧変動ΔＶｍの値よりも精度が高いことから、Ｓ１０１の判定において、前回ステップＳ４〜ステップＳ６の実施により最大の電圧変動ΔＶｍを取得したときは、Ｔ１は大きな値（例えば１０日）とし、前回ステップＳ１０３〜ステップＳ１０７の実施により最大の電圧変動ΔＶｍを推定したときは、Ｔ１は小さな値（例えば１日）とすることにより、より精度の高い最大の電圧変動ΔＶｍの値による分散型電源ＰＷ１の動作期間を長くすることも可能である。
また、本実施形態では、時間Ｔ２の長さを数分程度として、任意時刻の出力ＰＧから発電量０に下げて連系点電圧Ｖ０を算出する頻度を数分に１回行う例を説明したが、同様に連系点電圧Ｖ０を算出する頻度は、例えば１０分に１回等、分散型電源ＰＷ１を含む配電系の電力変動に合わせて、他の頻度でも良い。さらに、時間Ｔ３の長さを数秒程度として、連系点電圧Ｖを常時測定し、電圧変動ΔＶを算出する頻度を数秒に１回行う例を説明したが、同様に連系点電圧Ｖ０を算出する頻度は、例えば１０秒に１回等、分散型電源ＰＷ１を含む配電系の電力変動に合わせて、他の頻度でも良い。
【００７１】
以上のように、分散型電源ＰＷ１が定格電力（または最大電力）Ｐｍを行えない場合、最大の電圧変動ΔＶｍを推定し、推定した最大の電圧変動ΔＶｍと電圧変動ΔＶとを用いて無効電力出力を算出して出力するようにしたので、系統側要因により電圧が高い場合でも、分散型電源による無効電力出力がリミッタ限度値に張り付くことがない連系点電圧の変動の補償を行うことが可能になる。
【００７２】
［第３実施形態］
次に、第３実施形態について、図１、図３、図６を用いて説明する。図６は、本実施形態における電圧補償制御のフローチャートである。なお、第１実施形態と同じ処理は、同じステップ番号を用いて説明を省略する。第３実施形態は、無効電力ＱＧΔＶを徐々に注入し、電圧変動ΔＶが所定の範囲内か発電出力の力率０．８５に相当する無効電力ＱＧｍａｘになった時点でリミッタを掛けることで電圧補償を行う方法である。
【００７３】
まず、検出電力演算部３は、ステップＳ１〜ステップＳ４を実行し、定格電力（または最大電力）Ｐｍ時の連系点電圧Ｖｍを算出し、定格電力（または最大電力）Ｐｍ時から発電量を０に落としたときの連系点電圧Ｖ０ｍを算出し、最大の電圧変動ΔＶｍを算出する。
次に、検出電力演算部３は、ステップＳ５〜ステップＳ９を実行し、任意時刻の発電電力ＰＧ時の連系点電圧Ｖを算出し、任意時刻の発電電力ＰＧ時から発電量を０に落としたときの連系点電圧Ｖ０を算出し、電圧変動ΔＶを算出する。
次に、算出された電圧変動ΔＶを補償するために、最適出力電力演算部５は、無効電力ＱＧΔＶ＝ＰＧ×（ｔａｎφ）×ΔＶ／ΔＶｍを算出する（ステップＳ２０１）。
そして、算出された無効電力ＱＧΔＶを出力電流設定部７に出力し、出力電流設定部７は、入力された無効電力ＱＧΔＶに基づいて電流指令値を生成し、生成した電流指令値に基づき出力電流制御部８、インバータ９、連系リアクトル１１を介して連結点に出力することで、無効電力ＱＧΔＶを配電設備の系統に注入する（ステップＳ２０２）。
【００７４】
次に、最適出力電力演算部５は、ＱＧΔＶがＱＧｍａｘ（＝ＰＧ×（ｔａｎφ））未満か否かを判定する（ステップＳ２０３）。
ステップ２０３の判定の結果、ＱＧΔＶがＱＧｍａｘ未満の場合（ステップＳ２０３；Ｙｅｓ）、検出電力演算部３は、電圧変動ΔＶ（＝Ｖ−Ｖ０）の絶対値が所定のε以下であるか否かを判定する（ステップＳ２０４）。εは、例えば電圧計１の精度相当とし、電圧計１の精度が定格電圧に対して１％の場合はε＝１％とする。
ステップＳ２０４の判定の結果、電圧変動ΔＶの絶対値が所定のε以下でない場合（ステップＳ２０４；Ｎｏ）、ステップＳ８に戻り、ステップＳ８〜ステップＳ２０４を電圧変動ΔＶの絶対値が所定のε以下、または、ステップＳ２０３の判定の結果、ＱＧΔＶがＱＧｍａｘ以上になるまで繰り返す。
【００７５】
ステップＳ２０３の判定の結果、ＱＧΔＶがＱＧｍａｘ以上の場合（ステップＳ２０３；Ｎｏ）、最適出力電力演算部５はＱＧΔＶにＱＧｍａｘを代入する（ステップＳ２０５）。ステップＳ２０３は、ＱＧΔＶが発電出力ＰＧの力率０．８５に相当する無効電力ＱＧｍａｘを超過した時点で、最適出力電力演算部５が無効電力にＱＧｍａｘのリミッタを掛けることを意味している。
次に、最適出力電力演算部５は、ステップＳ２０４の判定の結果、電圧変動ΔＶの絶対値が所定のε以下の場合のＱＧΔＶ、またはステップＳ２０５後、発電出力ＰＧの力率０．８５に相当する無効電力ＱＧｍａｘを無効電力ＱＧΔＶに決定する（ステップＳ２０６）。そして、最適出力電力演算部５は、決定したＱＧΔＶに基づいて電流指令値を生成し、生成した電流指令値に基づき出力電流制御部８、インバータ９、連系リアクトル１１を介して連結点に出力することで、無効電力ＱＧΔＶを配電設備の系統に出力する。
【００７６】
従来技術の手法では、系統側要因により電圧が高い場合、分散型電源による無効電力出力がリミッタ限度値に張り付いてしまうこともあり、分散型電源ＰＷ１に起因する電圧上昇を有効に補償できないこともあった。本実施形態によれば、最適出力電力演算部５が第１実施例で説明した連系点電圧変動に基づく無効電力ＱＧΔＶを、電圧変動ΔＶの絶対値が所定のεになるまで配電設備の系統に徐々に出力して注入する。すなわち、第１実施形態で説明したように、分散装置ＰＷ１の出力による電圧変動の最大値ΔＶｍを予め測定もしくは推定し、任意時刻の電圧変動ΔＶにより力率が決まり、電圧変動ΔＶが予め測定もしくは推測した最大値に近づくほど力率が低くなるように無効電力ＱＧΔＶを生成して連系点電圧の変化量を制御するため、分散型電源ＰＷ１に起因する電圧上昇を有効に補償できる。
【００７７】
また、本実施形態では、最大の電圧変動ΔＶｍを第１実施形態と同様に実測して算出する例を説明したが、第２実施形態のステップＳ３〜ステップＳ１０７と同様の方法により推定した値を用いるようにしても良い。
【００７８】
また、本実施形態では、所定のεを電圧計１の精度相当とする例を説明したが、所定のεは、例えば電流計２の精度相当でもよく、あるいは、予め設定された所定の値でも良い。
【００７９】
以上のように、無効電力ＱＧΔＶを徐々に注入し、電圧変動ΔＶが所定の範囲内か発電出力の力率０．８５に相当する無効電力ＱＧｍａｘになった時点でリミッタを掛けることで電圧補償を行うようにしたので、系統側要因により電圧が高い場合でも、分散型電源による無効電力出力がリミッタ限度値に張り付くことがない連系点電圧の変動の補償を行うことが可能になる。
【００８０】
［第４実施形態］
次に、第４実施形態について、図１、図７〜図１１を用いて説明する。図７は、本実施形態における重み付け係数を説明する図である。図８は、本実施形態における重み付け係数の決定条件と判定基準を説明する図である。
【００８１】
本出願人は、特開２００９−２０７２２５号公報で、式（４）のように重み付け係数を用いて無効電力ＱＧを制御する手法を出願している。
【００８２】
ＱＧ＝Ｋ１×ＱＧＲＸ＋Ｋ２×ＱＧＺ＋Ｋ３×ＱＧＶ・・・（４）
【００８３】
ただし、Ｋ１〜Ｋ３は、各無効電力ＱＧＲＸ、ＱＧＺ、およびＱＧＶの重み付け係数であり、Ｋ１＋Ｋ２＋Ｋ３＝１である。
【００８４】
本実施形態は、特開２００９−２０７２２５の手法の重み付け係数に加え、第１〜第３実施形態で示した連結点電圧ＱＧΔＶにも重み付け係数を与えて無効電力ＱＧを制御する方法である。本実施形態では、最適出力電力演算部５が無効電力ＱＧを式（５）に基づき制御する。
【００８５】
ＱＧ＝Ｋ１×ＱＧＲＸ＋Ｋ２×ＱＧＺ＋Ｋ３×ＱＧＶ＋Ｋ４×ＱＧΔＶ・・・（５）
【００８６】
ただし、Ｋ１〜Ｋ４は、各無効電力ＱＧＲＸ、ＱＧＺ、ＱＧＶおよびＱＧΔＶの重み付け係数であり、Ｋ１＋Ｋ２＋Ｋ３＋Ｋ４＝１である。
【００８７】
すなわち、有効電力ＰＧ、系統インピーダンス推定値Ｚの抵抗分Ｒとリアクタンス分Ｘとの比Ｒ／Ｘ、比Ｒ／Ｘに関する下限値ＲＢＸＬと上限値ＲＢＸＨ及び力率ｃｏｓφからなる下記関係式（６）に基づいた無効電力ＱＧＲＸ（つまり特願２００９−２０７２２５にて提案した無効電力制御手法を用いて算出した無効電力）と、有効電力ＰＧ、電力系統の系統インピーダンス推定値Ｚ、系統インピーダンスＺに関する下限値ＺＬと上限値ＺＨ及び力率ｃｏｓφからなる下記関係式（７）に基づいた無効電力ＱＧＺ（つまり特願２００７−０９９６７７にて提案した系統インピーダンス依存Ｚカメレオン方式を用いて算出した無効電力）と、連系点電圧Ｖ、有効電力ＰＧ、連系点電圧Ｖに関する下限値ＶＬと上限値ＶＨ及び力率ｃｏｓφからなる下記関係式（８）に基づいた無効電力ＱＧＶ（つまり特願２００７−０９９６７７にて提案した連系点電圧依存無効電力制御方式を用いて算出した無効電力）と、有効電力ＰＧ、定格電力（または最大電力）時の連系点電圧Ｖｍ、定格電力（または最大電力）から発電量０に下げた時の連系点電圧Ｖ０ｍ、任意時刻の発電電力Ｖ、任意時刻に発電量０に下げた時の連系点電圧Ｖ０及び力率ｃｏｓφからなら下記関係式（９）に基づいた無効電力ＱＧΔＶ（つまり本第１実施形態に係る無効電力制御手法を用いて算出した無効電力）と、各無効電力に対する重み付け係数Ｋ１、Ｋ２、Ｋ３、Ｋ４（ただし、Ｋ１＋Ｋ２＋Ｋ３＋Ｋ４＝１）からなる関係式を基に、最適出力電力演算部５が最適な無効電力ＱＧを設定する。
【００８８】
ＱＧＲＸは、式（６）のように表される。
【００８９】
【数７】
0005556289.tif 000008
【００９０】
なお、Ｒ／Ｘは系統インピーダンス推定値Ｚの抵抗分Ｒとリアクタンス分Ｘとの比、ＲＢＸＨはＲ／Ｘの上限値、ＲＢＸＬはＲ／Ｘの上限値、φは力率ｃｏｓφの位相である。Ｋ１はＱＧＲＸに対する重み付けであり、図７のように、高圧線・低圧線に比べ引き込み線の割合が高いほど系統インピーダンス推定値Ｚの抵抗分Ｒ分の割合がリアクタンス分Ｘより高くなり無効電力ＱＧＲＸが大きくなる。なお、系統インピーダンス推定値Ｚは、既存の手法、例えば特開２００９−２０７２２５の手法等により推定する。
また、ＱＧＺは、式（７）のように表される。
【００９１】
【数８】
0005556289.tif 000009
【００９２】
なお、系統インピーダンス推定値Ｚ、ＺＨは系統インピーダンス推定値Ｚに関する上限値、ＺＬは系統インピーダンス推定値Ｚに関する下限値である。Ｋ２はＱＧＺに対する重み付けであり、図７のように、系統端末であるほど無効電力ＱＧＺが大きくなり、高圧線、低圧線、引き込み線に関わらずインピーダンスの合計の絶対値が高いほど無効電力ＱＧＺが大きくなる。
【００９３】
また、ＱＧＶは、式（８）のように表される。
【００９４】
【数９】
0005556289.tif 000010
【００９５】
なお、ＶＨは連系点電圧Ｖに対する上限値、ＶＬは連系点電圧Ｖに対する下限値である。Ｋ３はＱＧＶに対する重み付けであり、図７のように、連系点電圧が高いほど無効電力ＱＧＶが高くなり、分散型電源の出力による電圧上昇が大部分の場合、適正に分散型電源に起因する電圧上昇を補償できる。しかしながら、系統側要因により電圧が高い場合、分散型電源による無効電力出力がリミッタ限度値に張り付いてしまうこともあり、分散型電源に起因する電圧上昇を有効に補償できない。このような場合、他の重み付け係数Ｋ１、Ｋ２、Ｋ４に比重を上げることで電圧補償を行える。
【００９６】
また、ＱＧΔＶは、式（９）のように表される。
【００９７】
【数１０】
0005556289.tif 000011
【００９８】
Ｋ３はＱＧΔＶに対する重み付けであり、図７のように、連系点電圧の変化量が大きいほど無効電力ＱＧΔＶが大きくなる。
【００９９】
また、図７のように、重み付け係数Ｋ１とＫ２は、インピーダンス推定を行う電圧補償手法に関係し、重み付け係数Ｋ３とＫ４は、電圧値に依存する電圧補償手法に関連している。
【０１００】
次に重み付け係数の選択例を、図８と図９を用いて説明する。図９は、本実施形態に係る重み付け係数の選択方法の一例のフローチャートである。また、記憶部６には、予め系統構成変更の頻度情報、高圧線・低圧線の亘長情報、連系前の常時の系統電圧の上限電圧に対する余裕度情報が書き込んで記憶されている。
最適電力演算部５は、記憶部６に記憶されている系統に関する情報を読み出し（ステップＳ３０１）、クラス１の情報、クラス２の情報、クラス３の情報を抽出する（ステップＳ３０２）。クラス１は系統構成変更の頻度に関する情報、クラス２は高圧線・低圧線の亘長（架空送電線路の長さのことで、発変電所等の起点から鉄塔等の支持物の中心間を結んで、変電所等の終点に至るまでの水平距離を累積した長さ）に関する情報、クラス３は連系前の常時の系統電圧の上限電圧に対する余裕度に関する情報である。
【０１０１】
図８のように、各クラスにより各重み付け係数Ｋ１〜Ｋ４への重み付け条件が異なる。クラス１である系統構成変更の頻度の判定条件は、過去１年間の系統構成変更の回数に基づき、過去１年間の系統構成変更の回数が２回以上の場合は頻度＝大、１回の場合は頻度＝中、０回の場合は頻度＝小と判定する。同様に、クラス２である高圧線・低圧線の亘長の判定条件は、連系系統の低圧線の長さが１００［ｍ］以上の場合は亘長＝長、５０［ｍ］〜１００［ｍ］の場合は亘長＝中、５０［ｍ］未満の場合は亘長＝短と判定する。さらに、クラス３である連系前の常時の系統電圧の上限電圧に対する余裕度の判定条件は、連系前の連系点電圧の最高値が１０３［Ｖ］未満の場合は余裕度＝大、１０３［Ｖ］〜１０５［Ｖ］の場合は余裕度＝中、１０５［Ｖ］以上の場合は余裕度＝小と判定する。
なお、図８の各重み付け係数Ｋ１〜Ｋ４への重み付け条件は一例であり、判定基準及びクラスの種類や数、そして、重み付けの決定条件（クラス分け）と重み付け係数との組み合わせは他の組み合わせであっても良い。また、系統構成変更の頻度情報、高圧線・低圧線の亘長情報、連系前の常時の系統電圧の上限電圧に対する余裕度情報は、予め分散型電源PW1の記憶部６に書き込んで記憶させておいても良く、あるいは、設置時に電力会社から得た情報や測定した情報に基づき生成し、生成した各情報を記憶部６に書き込んで記憶させても良く、さらには、先に設置されている他の分散型電源から情報に基づき各情報を生成して、生成した各情報を記憶部６に書き込んで記憶するようにしてもよい。
【０１０２】
次に、ステップＳ３０２でクラス１の情報が抽出された場合、最適電力演算部５は、系統構成変更の頻度が所定のしきい値より高いか否かを判定する（ステップＳ３０３）。系統構成変更の頻度が所定のしきい値より高い場合（ステップＳ３０３；Ｙｅｓ）、最適電力演算部５は、重み付け係数Ｋ１とＫ２に、他の重み付け係数Ｋ３とＫ４より配分を多くする（ステップＳ３０４）。一例として、Ｋ１＝０．５、Ｋ２＝０．５、Ｋ３＝０、Ｋ４＝０である。
また、系統構成変更の頻度が所定のしきい値より低い場合（ステップＳ３０３；Ｎｏ）、最適電力演算部５は、重み付け係数Ｋ３とＫ４に、他の重み付け係数Ｋ１とＫ２より配分を多くする（ステップＳ３０５）。一例として、最適電力演算部５は、各重み付け係数にＫ１＝０、Ｋ２＝０、Ｋ３＝０．５、Ｋ４＝０．５を選択する。
【０１０３】
次に、ステップＳ３０２でクラス２の情報が抽出された場合、最適電力演算部５は、高圧線・低圧線の亘長が引き込み線の長さが短いか否かを判定する（ステップＳ３０６）。高圧線・低圧線の亘長が引き込み線の長さが短い場合（ステップＳ３０６；Ｙｅｓ）、最適電力演算部５は、重み付け係数Ｋ１に、他の重み付け係数Ｋ２〜Ｋ４より配分を多くする（ステップＳ３０７）。一例として、最適電力演算部５は、各重み付け係数にＫ１＝１．０、Ｋ２＝０、Ｋ３＝０、Ｋ４＝０を選択する。
また、高圧線・低圧線の亘長が引き込み線の長さが短くない場合（ステップＳ３０６；Ｎｏ）、最適電力演算部５は、重み付け係数Ｋ２に、他の重み付け係数Ｋ１、Ｋ３、Ｋ４より配分を多くする（ステップＳ３０８）。一例として、最適電力演算部５は、各重み付け係数にＫ１＝０、Ｋ２＝１．０、Ｋ３＝０、Ｋ４＝０．５を選択する。
【０１０４】
次に、ステップＳ３０２でクラス３の情報が抽出された場合、最適電力演算部５は、連系前の常時の系統電圧の上限電圧に対する余裕度が所定のしきい値以上か否かを判定する（ステップＳ３０９）。連系前の常時の系統電圧の上限電圧に対する余裕度が所定のしきい値以上の場合（ステップＳ３０９；Ｙｅｓ）、最適電力演算部５は、重み付け係数Ｋ３に、他の重み付け係数Ｋ１、Ｋ２、Ｋ４より配分を多くする（ステップＳ３１０）。一例として、最適電力演算部５は、各重み付け係数にＫ１＝０、Ｋ２＝０、Ｋ３＝１．０、Ｋ４＝０を選択する。
また、連系前の常時の系統電圧の上限電圧に対する余裕度が所定のしきい値以上ではない場合（ステップＳ３０９；Ｎｏ）、最適電力演算部５は、重み付け係数Ｋ４に、他の重み付け係数Ｋ１〜Ｋ３より配分を多くする（ステップＳ３１１）。一例として、最適電力演算部５は、各重み付け係数にＫ１＝０、Ｋ２＝０、Ｋ３＝０、Ｋ４＝１．０を選択する。
【０１０５】
最適電力演算部５は、各重み付け係数Ｋ１〜Ｋ４を決定する（ステップＳ３１２）。系統に関する情報は、クラス１〜クラス３を複合的に有している場合もある。この場合、ステップＳ３０３、ステップＳ３０６、ステップＳ３０９で選択された重み付け係数に基づきステップＳ３１２での各重み付け係数Ｋ１〜Ｋ４の配分を決定する。一例として、ステップＳ３０３で重み付け係数Ｋ１とＫ２が選択され（例えばＫ１＝０．５、Ｋ２＝０．５）、ステップＳ３０６で重み付け係数Ｋ１が選択され（例えばＫ１＝１．０）、ステップＳ３０９で重み付け係数Ｋ３が選択（例えばＫ３＝１．０）された場合を説明する。この場合、最適電力演算部５は、ステップＳ３０３、ステップＳ３０６、ステップＳ３０９で選択された重み付け係数の値を、重み付け係数毎に総和を算出し、さらに各重み付け係数Ｋ１〜Ｋ４の総和を算出する。
この結果、Ｋ１＝１．５、Ｋ２＝０．５、Ｋ３＝１．０、Ｋ４＝０、Ｋ（総和）＝３．０が算出される。そして、最適電力演算部５は、各重み付け係数Ｋ１〜Ｋ４をＫ（総和）＝３．０で除算し、除算によりＫ１＝０．５、Ｋ２＝０．１７、Ｋ３＝０．３３、Ｋ４＝０を設定する。すなわり、最適電力演算部５は、Ｋ１＋Ｋ２＋Ｋ３＋Ｋ４＝１になるように各各重み付け係数Ｋ１〜Ｋ４を配分する。
【０１０６】
また、図９のフローチャートでは、説明を簡単にするために、ステップＳ３０３において、１つの所定のしきい値と比較して判定する例を説明したが、例えば所定のしきい値を２つ有して、図８のように系統構成変更の頻度を高、中、低のように３つに分け、頻度を高、中、低に基づきどの重み付け係数に重みを置くか決定するようにしても良い。同様に、ステップＳ３０６およびステップＳ３０９においても、高圧線・低圧線の亘長が引き込み線の長さが長、中、短のように分け、連系前の常時の系統電圧の上限電圧に対する余裕度を大、中、小のように３つに分けるようにしてもよい。
【０１０７】
図１０は、本実施形態における重み付け係数の組み合わせの一例である。図１１は、本実施形態における重み付け係数の組み合わせの他の例である。図１０および図１１のように、系統構成変更の頻度、高圧線・低圧線の亘長が引き込み線の長さ、連系前の常時の系統電圧の上限電圧に対する余裕度に基づき、各重み付け係数Ｋ１〜Ｋ４を決定する。また、これらの組み合わせパターンを記憶部６に予め書き込んで記憶させておくようにしても良い。
一例として、系統構成変更の頻度＝高、高圧線・低圧線の亘長が引き込み線の長さ＝長、連系前の常時の系統電圧の上限電圧に対する余裕度＝大の場合、最適電力演算部５は、各重み付け係数にＫ１＝０．５６２５、Ｋ２＝０．１８７５、Ｋ３＝０．１８７５、Ｋ４＝０．０６２５を選択する。このようにして選択された各重み付け係数Ｋ１〜Ｋ４を用いて、最適電力演算部５は、無効電力ＱＧを式（５）により算出して連結点に出力する。
【０１０８】
従来技術の手法では、系統側要因により電圧が高い場合、分散型電源による無効電力出力がリミッタ限度値に張り付いてしまうこともあり、分散型電源ＰＷ１に起因する電圧上昇を有効に補償できないこともあった。本実施形態によれば、従来技術の重み付け係数に加え、最適出力電力演算部５が第１実施例で説明した連系点電圧変動に基づく無効電力ＱＧΔＶに対しても重み付け係数Ｋ４を用いて無効電力ＱＧを生成して電圧補償を制御する。すなわち、第１実施形態で説明したように、分散装置ＰＷ１の出力による電圧変動の最大値ΔＶｍを予め測定もしくは推定し、任意時刻の電圧変動ΔＶにより力率が決まり、電圧変動ΔＶが予め測定もしくは推測した最大値に近づくほど力率が低くなるように無効電力ＱＧΔＶを生成して連系点電圧の変化量を制御するため、分散型電源ＰＷ１に起因する電圧上昇を有効に補償できる。
【０１０９】
なお、本実施形態では、最適出力電力演算部５が、記憶部６に記憶されている情報に基づき重み付け係数を決定する例を説明したが、図９の処理を分散型電源内で処理するのではなく、例えば、オフラインの業務として分散型電源の設置者または系統運用者が最終的に決定した重み付け係数Ｋ１〜Ｋ４のみを記憶部６に書き込んで記憶させ、記憶させた情報に基づき制御するようにしてもよい。また、この場合、重み付け係数の決定は、例えば、分散型電源の設置時および例えば１年に１回といった定期的な見直し作業時のみ行うようにしてもよい。
【０１１０】
以上のように、従来手法の重み付け係数Ｋ１〜Ｋ３に加え、本第１実施形態に係る無効電力制御手法を用いて算出した無効電力ＱＧΔＶに対して重み付け係数Ｋ４を設定して無効電力ＱＧを算出して電圧補償を行うようにしたので、系統側要因により電圧が高い場合でも、分散型電源による無効電力出力がリミッタ限度値に張り付くことがない連系点電圧の変動の補償を行うことが可能になる。
【０１１１】
また、本実施形態では、分散型電源ＰＷ１に電圧計１が内蔵されている場合について説明したが、電圧計１については、必ずしも分散型電源ＰＷ１内に設ける必要はなく、別体としても良い。すなわち、別体として設けられた電圧計１が検出した連系点電圧Ｖ、連系点電圧Ｖ０ｍ、連系点電圧Ｖｍ、連系点電圧Ｖ０を分散型電源ＰＷ１内の検出電力演算部３へ出力するようにしても良い（非図示）。
【０１１２】
また、第１実施形態では、連系点電圧Ｖｍと連系点電圧Ｖ０ｍを定格電力（または最大電力）時に発電量を０にし測定し、連系点電圧Ｖ０を任意時刻に発電量を０にする例を説明したが、厳密に定格電力（または最大電力）でなくても良く、所定の範囲内（例えば±１％）のときに連系点電圧Ｖｍを測定し、さらに発電量０も厳密に０でなくてもよく、所定の範囲内（例えば＋１％）のときに連系点電圧Ｖ０ｍを測定するようにしてもよい。同様に、発電量が所定の範囲内（例えば＋１％）のときに連系点電圧Ｖ０を測定するようにしてもよい。
【０１１３】
また、本実施形態では、分散型電源ＰＷ１について説明したが、本発明はこれらに限定されるものではない。本発明における分散型電源は、電力系統に連係される発電設備のうち、系統電圧を単独では決定できる程の影響力を電力系統に対して持たない比較的小容量の電源一般であり、具体的には太陽光発電、風力発電、小水力発電、燃料電池、熱電併給設備あるいはごみ焼却発電等である。
【０１１４】
また、本実施形態では、本願発明を電力系統の一部である配電設備に適用した場合について説明したが、本発明はこれに限定されない。本発明は、電力系統から自立して運転
している系統あるいは電力系統と連系して運転している系統にも適用可能である。このような電力系統から自立して運転している系統あるいは電力系統と連系して運転している系統の１つとして、例えばマイクログリッドがある。
現状では、マイクログリッドについて統一された定義は存在しないが、マイクログリッドは、分散型電源や電力貯蔵システムを組み合わせて構成され、分散型電源の発電量を調節することによって需要電量に見合った電力供給を実現するものであり、通常では電力系統から自立して運転されるが、必要に応じて電力系統と連系して運転される場合もある。このようなマイクログリッドの一構成要素として、本発明を適用することができる。
なお、マイクログリッドの定義の1つとして、自然エネルギーを利用した分散型電源を含む多様な分散型電源を構成要素とする、というものがあるが、本発明はこれに限定されない。ガスタービン等を利用し、自然エネルギーを利用していない分散型電源であり分散型電源の種類が1種類であっても良い。
【０１１５】
なお、実施形態の図１の各部の機能を実現するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することにより各部の処理を行ってもよい。なお、ここでいう「コンピュータシステム」とは、ＯＳや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。
また、「コンピュータシステム」は、ＷＷＷシステムを利用している場合であれば、ホームページ提供環境（あるいは表示環境）も含むものとする。
また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ  Ｏｎｌｙ  Ｍｅｍｏｒｙ）、ＣＤ−ＲＯＭ等の可搬媒体、ＵＳＢ（Ｕｎｉｖｅｒｓａｌ  Ｓｅｒｉａｌ  Ｂｕｓ）  Ｉ／Ｆ（インタフェース）を介して接続されるＵＳＢメモリー、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、インターネット等のネットワークや電話回線等の通信回線を介してプログラムを送信する場合の通信線のように、短時間の間、動的にプログラムを保持するもの、その場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリーのように、一定時間プログラムを保持しているものも含むものとする。また上記プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであっても良く、さらに前述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるものであっても良い。
【符号の説明】
【０１１６】
Ｓ・・・配電用変電所
Ｃ１・・・高圧配電線
Ｔ１、Ｔ２・・・配電用変圧器（柱上変圧器）
Ｃ２・・・低圧配電線
ＰＷ１・・・分散型電源
Ｌ・・・負荷
１・・・電圧計
２・・・電流計
３・・・検出電力演算部
４・・・出力電力判定部
５・・・最適出力電力演算部
６・・・記憶部
７・・・出力電流設定部
８・・・出力電流制御部
９・・・インバータ
１０・・・直流電源
１１・・・連系リアクトル
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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